ควบคุมพีคดีมานด์ 2026｜ในไทยยอดพีควัดที่ 15 นาที ไม่ใช่ 30 นาที

สิ่งที่กำหนดค่าไฟฟ้าของโรงงานในประเทศไทย ไม่ใช่จำนวนหน่วยไฟฟ้าที่ใช้ตลอดทั้งเดือน แต่คือช่วง 15 นาที ที่ใช้ไฟมากที่สุดของเดือนนั้นเพียงช่วงเดียว มิเตอร์ของ กฟน. (MEA) และ กฟภ. (PEA) วัดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าด้วยหน้าต่างเวลา 15 นาที ขณะที่ระบบไฟฟ้าแรงสูงของญี่ปุ่นใช้ค่าเฉลี่ย 30 นาที เมื่อหน้าต่างสั้นลงครึ่งหนึ่ง เวลาที่เหลือให้เกลี่ยยอดพีคก็เหลือครึ่งเดียวเช่นกัน ถ้าออกแบบการควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้าด้วยสมมติฐานแบบญี่ปุ่น การเดินเครื่องแบบเดียวกันทุกประการอาจถูกบันทึกสูงกว่าเดิมถึง 100 kW บทความนี้ไล่เรื่องการควบคุมพีคดีมานด์และ Demand Charge โรงงาน ตั้งแต่นิยามในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าไปจนถึงระยะเวลาคืนทุน ด้วยตัวเลขล้วน

การควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้าคืออะไร – ค่าเฉลี่ย 15 นาทีที่สูงสุดเป็นตัวกำหนด Demand Charge โรงงาน

การควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้า คือกลไกที่เฝ้าระวังโหลดและตัดโหลดเมื่อจำเป็น เพื่อไม่ให้กำลังไฟฟ้าเฉลี่ยในกรอบเวลาหนึ่งเกินค่าที่ตั้งไว้ เป้าหมายไม่ใช่การลดจำนวนหน่วยไฟฟ้า แต่คือการกดยอดพีคที่ขึ้นเพียงครั้งเดียวในเดือนนั้นให้ต่ำลง

ตรงนี้คือจุดที่คลาดเคลื่อนกับกิจกรรมอนุรักษ์พลังงานมากที่สุด มาตรการยอดนิยมในโรงงาน เช่น เปลี่ยนหลอดไฟเป็น LED ลดไฟสแตนด์บาย หรือเพิ่มอัตราของดีเพื่อลดพลังงานไฟฟ้ารวมที่ใช้ในการผลิต ล้วนลดหน่วยไฟฟ้า (kWh) ส่วนค่าพลังงานไฟฟ้าในใบแจ้งหนี้ก็ลดลงจริง แต่ถ้าค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (kW) ของเดือนนั้นไม่เปลี่ยน ส่วนที่เป็น Demand Charge จะไม่ลดลงแม้แต่บาทเดียว

ในทางกลับกัน คุณลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าได้โดยไม่ต้องหยุดเครื่องจักรแม้แต่เครื่องเดียว สมมติว่าการสตาร์ทคอมเพรสเซอร์ การไล่อุณหภูมิเตาไฟฟ้า และการเปิดเครื่องปรับอากาศพร้อมกันหลังพักเที่ยง บังเอิญไปตกอยู่ในหน้าต่าง 15 นาทีเดียวกัน แค่เลื่อนเวลาให้เหลื่อมกัน การผลิตยังเท่าเดิมแต่ยอดพีคลดลง นี่คือเหตุผลที่เรื่องนี้ถูกพูดแยกออกจากคำว่าประหยัดพลังงาน

ทำไมต้อง 15 นาที – นิยามในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของไทย

สิ่งที่ถูกนำมาคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าในบิลค่าไฟของไทย คือ ค่าเฉลี่ย 15 นาทีที่สูงสุดของเดือนนั้น พูดให้ชัดคือ มิเตอร์บันทึกค่ากำลังไฟฟ้าเฉลี่ยของทุกช่วง 15 นาที ต่อเนื่องกันไปทั้งเดือน แล้วสิ้นเดือนจึงหยิบค่าที่สูงที่สุดออกมาเพียงค่าเดียว ค่าเดียวนั้นถูกคูณด้วยอัตราต่อ kW ที่กำหนดตามประเภทผู้ใช้ไฟและระดับแรงดันที่รับไฟ ผลลัพธ์คือค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของเดือนนั้น

ประเภทผู้ใช้ไฟที่เกี่ยวข้องแบ่งตามขนาดความต้องการ ดังนี้

โรงงานญี่ปุ่นขนาดกลางในไทยมักอยู่ในประเภทที่ 3 ส่วนโรงงานที่มีเครื่องฉีดพลาสติก เตาไฟฟ้า หรือระบบปรับอากาศขนาดใหญ่ มักตกอยู่ในประเภทที่ 4 อนึ่ง พื้นที่กรุงเทพมหานคร นนทบุรี และสมุทรปราการ รับไฟจาก กฟน. ส่วนจังหวัดอื่นรับไฟจาก กฟภ. โครงสร้างอัตราของทั้งสองการไฟฟ้าเหมือนกันแต่ตัวเลขอัตราแยกกันคนละชุด จึงควรตรวจก่อนเป็นอย่างแรกว่าบิลของโรงงานคุณคำนวณจากตารางของหน่วยงานใด ตัวเลขอัตราในบทความนี้ใช้ของ กฟน. ประเภทที่ 4

อีกสองรายการที่บวกอยู่ในบิลคือ ค่าบริการรายเดือน 312.24 บาท และ ค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) ซึ่งปรับตามต้นทุนเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า ค่า Ft ของเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม 2569 (ค.ศ. 2026) อยู่ที่ +0.1623 บาทต่อหน่วย ประเด็นที่ต้องจำไว้คือ ค่า Ft บวกเข้ากับหน่วยไฟฟ้าที่ใช้ ไม่ได้บวกเข้ากับค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (kW) เมื่อค่า Ft ขึ้น สิ่งที่ช่วยได้คือการลดหน่วยไฟฟ้า ส่วนสิ่งที่ช่วยลด Demand Charge คือการลดพีค สองมาตรการนี้ออกฤทธิ์คนละที่ อย่าเหมารวมไว้ใต้คำว่าลดค่าไฟโรงงานคำเดียวกัน

ต่างจากดีมานด์ 30 นาที ของญี่ปุ่นอย่างไร (เดินเครื่องเหมือนกันแต่ต่างกัน 100 kW)

วิศวกรฝ่ายผลิตที่ย้ายมาจากญี่ปุ่นแทบทุกคนมาพร้อมกรอบคิดแบบดีมานด์ 30 นาที และนี่คือรอยเลื่อนแรกที่ต้องข้าม

ความต่างนี้คิดเป็นเงินเท่าไร ลองดูจากเหตุการณ์โหลดเพียงเหตุการณ์เดียว สมมติโรงงานที่มีโหลดฐาน 1,200 kW แล้วเดินเครื่องขนาด 300 kW เป็นเวลา 10 นาที

• ค่าที่ถูกบันทึกในหน้าต่าง 15 นาที = 1,200 + 300 × (10 ÷ 15) = 1,400 kW
• ค่าที่ถูกบันทึกในหน้าต่าง 30 นาที = 1,200 + 300 × (10 ÷ 30) = 1,300 kW

การเดินเครื่องเหมือนกันทุกประการ เครื่องที่เดินก็เครื่องเดียวกัน เวลาที่เดินก็เท่ากัน หน่วยไฟฟ้าที่ใช้ไม่ต่างกันแม้แต่ 1 kWh แต่ค่าที่ถูกบันทึกต่างกัน 100 kW ถ้าเป็นประเภทที่ 4 รับไฟที่ 12-24 kV ส่วนต่าง 100 kW นี้เท่ากับ 13,293 บาทต่อเดือน (100 × 132.93)

เหตุผลตรงไปตรงมา การเดินเครื่อง 10 นาที กินพื้นที่สองในสามของหน้าต่าง 15 นาที แต่กินเพียงหนึ่งในสามของหน้าต่าง 30 นาที ในญี่ปุ่น ความกว้างของหน้าต่างทำหน้าที่เป็นตัวหารที่ช่วยเจือจางโหลดกระชากช่วงสั้นให้โดยอัตโนมัติ พอมาอยู่ในไทย ตัวหารนั้นเหลือครึ่งเดียว

สิ่งที่หนักกว่าในทางปฏิบัติคือ เวลาที่เหลือให้แก้ไขก็เหลือครึ่งเดียว อุปกรณ์เตือนดีมานด์สเปกญี่ปุ่นจะคาดการณ์ค่าเฉลี่ยเมื่อสิ้นสุดหน้าต่างจากเวลาที่ผ่านไปกับพลังงานสะสมปัจจุบัน แล้วแจ้งเตือนเมื่อเห็นว่าอันตราย ถ้าตรวจพบความผิดปกติในครึ่งแรกของหน้าต่าง ยังเหลือเวลาอีกอย่างน้อย 15 นาที ให้ลดโหลดเพื่อดึงค่าเฉลี่ยลง แต่ในหน้าต่าง 15 นาที การตรวจพบในครึ่งแรกเหมือนกันจะเหลือเวลาราว 7 นาทีเท่านั้น ซึ่งไม่พอสำหรับให้คนได้ยินเสียงเตือน เดินไปหน้างาน ตรวจสอบ แล้วสั่งหยุดเครื่อง

ดังนั้นการยกค่าตั้งและตรรกะการเตือนของดีมานด์คอนโทรลเลอร์ที่ใช้ในญี่ปุ่นมาทั้งดุ้นจึงเป็นเรื่องอันตราย ถ้าจะยกมา อย่างน้อยสามข้อนี้ต้องออกแบบใหม่

1. ซิงค์หน้าต่าง ตั้งเวลาเริ่มหน้าต่างของคอนโทรลเลอร์ให้ตรงกับหน้าต่างของมิเตอร์การไฟฟ้า ถ้าเหลื่อมกัน ฝั่งคอนโทรลเลอร์จะเห็นว่าคุมอยู่ แต่ฝั่งมิเตอร์กลับมียอดพีคขึ้น
2. เตือนให้เร็วขึ้น เปลี่ยนจากการคาดการณ์ค่าเมื่อสิ้นสุดหน้าต่าง มาเป็นการออกสัญญาณเตือนขั้นต้นตั้งแต่ระยะแรกโดยใช้ค่าทันทีและอัตราการไต่ขึ้นของโหลด
3. ตัดโหลดอัตโนมัติ เลิกตั้งสมมติฐานว่าคนจะขยับทันใน 7 นาที ให้คอนโทรลเลอร์ตัดโหลดที่กำหนดไว้ล่วงหน้าด้วยตัวเอง การตัดสินใจข้อนี้เปลี่ยนตัวเลขค่าใช้จ่ายอย่างมีนัยสำคัญ จึงจะเทียบกันด้วยระยะเวลาคืนทุนในหัวข้อถัดไป

ค่าไฟโรงงาน 2569 (2026) คิดอย่างไร (ประเภทที่ 3 ประเภทที่ 4 อัตรา TOU และอัตรา TOD)

บิลค่าไฟของโรงงานประกอบด้วยค่าไฟฟ้าฐาน ซึ่งรวมค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (kW) ค่าพลังงานไฟฟ้า (kWh) และค่าบริการรายเดือนเข้าด้วยกัน จากนั้นบวกค่า Ft และค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์เข้าไปอีก ในบรรดารายการเหล่านี้ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้ากินสัดส่วนของยอดบิลโดยทั่วไปที่ 20-30%

พอพูดถึงการลดต้นทุนพลังงานในภาคการผลิต บทสนทนามักวิ่งไปที่หน่วยไฟฟ้าเสมอ แต่การจ้องแต่หน่วยไฟฟ้าทำให้ส่วนที่กินยอดบิลไป 2-3 ส่วนใน 10 ส่วนนี้ไม่เคยถูกแตะเลยสักครั้ง ยิ่งไปกว่านั้น ค่าความต้องการพลังไฟฟ้ายังเป็นส่วนที่มีช่องว่างให้ลดได้มากที่สุดโดยไม่ต้องลงทุนเครื่องจักร เราสรุปภาพรวมของระบบเฝ้าระวังพลังงานโรงงาน ไว้ในอีกบทความหนึ่งแล้ว แต่ในบรรดาตัวชี้วัดทั้งหมด ดีมานด์เป็นหนึ่งในไม่กี่ตัวที่ยอดเงินขยับตั้งแต่บิลของเดือนแรกที่เริ่มวัด

อัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้าต่างกันถึง 2.83 เท่า ตามระดับแรงดันที่รับไฟ

โรงงานเดียวกัน เดินเครื่องแบบเดียวกัน ลดได้เท่ากัน แต่ มูลค่าของผลลัพธ์ต่างกันเพียงเพราะระดับแรงดันที่รับไฟไม่เหมือนกัน อัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้าแบบ TOU ของ กฟน. ประเภทที่ 4 เป็นดังนี้

ถ้าลดพีคได้สำเร็จ 140 kW มูลค่าที่ประหยัดได้ต่อปีแยกตามระดับแรงดันเป็นดังนี้

อัตราส่วนระหว่างค่าสูงสุดกับค่าต่ำสุดคือ 2.83 เท่า (352,800 ÷ 124,555) การลดพีค 140 kW เท่ากันเป๊ะ มีมูลค่าปีละ 352,800 บาท ในโรงงานที่รับไฟต่ำกว่า 12 kV แต่มีมูลค่าเพียงปีละ 124,555 บาท ในโรงงานที่รับไฟตั้งแต่ 69 kV ขึ้นไป

เกณฑ์การตัดสินใจที่ได้จากตรงนี้ชัดเจน ก่อนจะเริ่มพิจารณาลงทุนระบบเฝ้าระวังพีคดีมานด์หรือการตัดพีค ให้ตรวจระดับแรงดันที่รับไฟก่อน ด้วยเงินลงทุนเท่ากันและปริมาณที่ลดได้เท่ากัน โรงงานที่รับไฟต่ำกว่า 12 kV จะคืนทุนเร็วกว่าโรงงานที่รับไฟตั้งแต่ 69 kV ขึ้นไปเกือบสามเท่า ก่อนจะหยิบเคสความสำเร็จของบริษัทอื่นมาแล้วสรุปว่าโรงงานเราน่าจะคืนทุนใน 2 ปี ให้ถามก่อนว่าเคสนั้นรับไฟที่แรงดันเท่าไร แค่คำถามเดียวนี้ความแม่นยำของการตัดสินใจก็เปลี่ยนไปมาก

อนึ่ง อัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของ TOD ช่วง On Peak ดูสูงกว่า TOU ก็จริง แต่มันมาเป็นชุดเดียวกับข้อที่ว่าค่าความต้องการพลังไฟฟ้าช่วง Off Peak เท่ากับ 0 ซึ่งจะอธิบายต่อไป การเอาเฉพาะตัวเลขอัตรามาเรียงแล้วตัดสินว่าแพงหรือถูกจึงทำไม่ได้

อัตรา TOU กับอัตรา TOD อันไหนถูกกว่า – สลับกันได้ตามสัดส่วนการเดินเครื่องกลางคืน

ผู้ใช้ไฟประเภทที่ 4 ต้องเลือกระหว่างอัตรา TOU (Time of Use) กับอัตรา TOD (Time of Day) วิธีคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของสองอัตรานี้ต่างกันในระดับรากฐาน

อัตรา TOD ช่วง On Peak ที่ 12-24 kV อยู่ที่ 285.05 บาทต่อ kW สูงกว่าอัตรา TOU ที่ 132.93 บาทต่อ kW เกินสองเท่า แต่ในอัตรา TOD ดีมานด์หลังสามทุ่มครึ่งและช่วงเช้ามืดไม่ถูกคิดเงิน เพราะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าช่วง Off Peak เท่ากับ 0 ส่วนช่วง Partial Peak ก็ถูกกดไว้ต่ำที่ 58.88 บาทต่อ kW สำหรับ 12-24 kV

ดังนั้นจุดตัดสินใจอยู่ที่ประเด็นเดียว คือ ยอดพีคของคุณขึ้นในช่วงเวลาไหน

• โรงงานที่เน้นกะกลางวัน และการผลิตแทบหยุดในช่วง 18:30-21:30 อัตรา TOD อาจได้เปรียบ เพราะยอดพีคกลางวันจะโดนแค่อัตรา Partial Peak ที่ถูกกว่า (ช่วง Partial Peak คิดเงินเฉพาะส่วนที่เกินดีมานด์ของช่วง On Peak) และช่วงเวลาที่อัตราแพงกลับไม่มียอดพีคขึ้นเลย
• โรงงานที่เดินเครื่องต่อเนื่องตั้งแต่เย็นถึงกลางคืน หรือเดินสองกะสามกะจนโหลดกลางคืนสูงคงที่ ช่วงเย็นจะมียอดพีคขึ้นแน่นอน จึงรับอัตรา On Peak ของ TOD เต็ม ๆ กรณีนี้อัตรา TOU มีโอกาสถูกกว่า
• โรงงานที่เดินเครื่องกลางคืนเป็นหลักและโหลดกลางวันเบา ข้อที่ว่าค่าความต้องการพลังไฟฟ้าช่วง Off Peak ของ TOD เท่ากับ 0 จะออกฤทธิ์แรงมาก

สิ่งที่จำเป็นสำหรับการตัดสินใจนี้ไม่ใช่ความเห็น แต่คือข้อมูล ถ้ามีค่าดีมานด์ 15 นาที แยกตามช่วงเวลาที่วัดจริงสัก 1-2 เดือน ก็นำไปใส่ในตารางอัตราทั้งสองแบบแล้วคำนวณออกมาเป็นตัวเงินได้ว่าอันไหนถูกกว่า พูดกลับกันคือ โรงงานที่เลือกอัตรา TOU หรือ TOD โดยไม่มีข้อมูลวัดจริง เท่ากับเลือกโดยไม่มีเหตุผลรองรับ การเปลี่ยนสัญญามีข้อจำกัดทั้งขั้นตอนและระยะเวลา ลำดับจึงต้องเป็นวัดก่อน แล้วจึงคำนวณ แล้วค่อยยื่นเรื่อง

อีกเรื่องที่ต้องระวังคือ การเลือกอัตรา TOD จะเปลี่ยนการออกแบบการเดินเครื่องไปด้วย เพราะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าช่วง Off Peak เท่ากับ 0 แรงจูงใจที่จะย้ายกระบวนการหนักไปกลางคืนจึงสูงมาก แต่ถ้าไม่มีค่าแรงกะกลางคืน ระบบควบคุมคุณภาพ และการจัดกำลังคนซ่อมบำรุงรองรับ สิ่งที่ได้จากค่าไฟจะไปเสียคืนในต้นทุนด้านอื่น อย่าขยับการเดินเครื่องโดยดูแค่ตารางอัตราค่าไฟ

อย่ามองข้ามค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์

ในบิลใบเดียวกันกับดีมานด์ ยังมีอีกรายการหนึ่งที่ไม่ได้คิดตาม kW นั่นคือค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์ หรือค่าปรับตัวประกอบกำลังไฟฟ้า

กติกาเรียบง่าย คือ ส่วนของความต้องการพลังไฟฟ้ารีแอกทีฟล้าหลังเฉลี่ยใน 15 นาทีที่สูงสุด (กิโลวาร์) ที่เกิน 61.97% ของความต้องการพลังไฟฟ้าแอกทีฟเฉลี่ยใน 15 นาทีที่สูงสุด (กิโลวัตต์) จะถูกคิด 56.07 บาทต่อ 1 kVAR ตรงนี้ก็ใช้ค่าเฉลี่ย 15 นาทีที่สูงสุดเป็นเกณฑ์เช่นกัน ตัวเลข 61.97% เทียบเท่ากับเพาเวอร์แฟกเตอร์ 0.85 (ที่เพาเวอร์แฟกเตอร์ 0.85 อัตราส่วนพลังไฟฟ้ารีแอกทีฟต่อพลังไฟฟ้าแอกทีฟเท่ากับ 0.6197) พูดง่าย ๆ ว่านี่คือกติกาที่ว่าถ้าเพาเวอร์แฟกเตอร์ต่ำกว่า 0.85 เมื่อไร จะโดนคิดเงินเมื่อนั้น

ยกตัวอย่าง เดือนที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าแอกทีฟเฉลี่ยใน 15 นาทีที่สูงสุด 1,400 kW เส้นที่ยังไม่ถูกคิดเงินคือ 1,400 × 0.6197 = 867.58 kVAR ส่วนที่เกินเส้นนี้เท่านั้นที่ถูกคิดในอัตรา 56.07 บาทต่อ kVAR

รายการนี้จะหลุดมือถ้าจ้องแต่ดีมานด์ และเหตุผลที่มันหลุดมือง่ายก็ชัดเจน

• คาปาซิเตอร์แบงก์เสื่อมสภาพได้ คาปาซิเตอร์ที่ติดตั้งมาเกิน 10 ปี อาจมีค่าความจุลดลง ไม่มีอะไรรับประกันว่าเพาเวอร์แฟกเตอร์ยังเท่ากับตอนส่งมอบโรงงาน
• แย่ลงตอนโหลดเบา เมื่อเครื่องจักรที่ใช้อินเวอร์เตอร์มีจำนวนมากขึ้น อาจเกิดพฤติกรรมที่เพาเวอร์แฟกเตอร์ตกในช่วงโหลดต่ำ โรงงานที่เดินเครื่องโหลดเบายาวนานในเวลากลางคืนหรือวันหยุดต้องระวังเป็นพิเศษ
• ไม่ได้วัด โรงงานส่วนใหญ่จดค่า kWh อยู่แล้ว แต่โรงงานที่บันทึกค่า kVARh ต่อเนื่องกลับมีไม่มาก

ถ้าจะติดตั้งมิเตอร์เพื่อเฝ้าระวังดีมานด์อยู่แล้ว เครื่องวัดตัวเดียวกันนั้นเก็บค่า kVAR และเพาเวอร์แฟกเตอร์ได้ด้วย ค่าใช้จ่ายเพิ่มแทบเป็นศูนย์ แลกกับการมองเห็นอีกหนึ่งรายการในบิล เรื่องการเลือกเซนเซอร์และเครื่องวัด อ่านประกอบได้ที่การเลือกเซนเซอร์ IoT สำหรับโรงงาน

ขั้นต่ำ 70% ซึ่งเป็นพื้นของค่าไฟ – การปรับปรุงออกฤทธิ์เร็ว แต่อุบัติเหตุลากยาว 12 เดือน

เรื่องที่โครงสร้างของไทยต่างจากญี่ปุ่นมากที่สุด คือพื้นขั้นต่ำนี้

ค่าไฟฟ้าขั้นต่ำของไทยกำหนดไว้ที่ 70% ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงที่สุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา หมายความว่า ต่อให้ดีมานด์จริงของเดือนนั้นต่ำแค่ไหน คุณก็ยังต้องจ่าย 70% ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของเดือนที่แพงที่สุดในรอบหนึ่งปีอยู่ดี

ในระบบวัดจริงของญี่ปุ่น (กรณีต่ำกว่า 500 kW) ค่าสูงสุดของ 11 เดือนย้อนหลังรวมกับเดือนปัจจุบันจะกลายเป็นกำลังไฟฟ้าตามสัญญาโดยตรง ยอดพีคที่ถูกบันทึกไปครั้งหนึ่งจึงถูกลากยาว เต็ม 100% นาน 12 เดือน ส่วนของไทยรีเซ็ตทุกเดือน และลากยาวเพียง 70% ความต่างนี้ให้ผลลัพธ์สองด้านที่ไม่สมมาตรกัน

ลด 10% ยังไม่ชนพื้นขั้นต่ำ

เริ่มจากตั้งโรงงานตัวอย่างขึ้นมาหนึ่งแห่ง ตัวเลขทั้งหมดหลังจากนี้อ้างอิงสมมติฐานชุดนี้

สมมติว่าโรงงานนี้ลดพีคได้สำเร็จ 10% ซึ่งเท่ากับ 140 kW

• ประหยัดต่อเดือน = 140 × 132.93 = 18,610.2 บาท
• ประหยัดต่อปี = 223,322 บาท
• ดีมานด์หลังลด = 1,260 kW
• พื้นขั้นต่ำ 70% = 1,400 × 0.7 = 980 kW

ดีมานด์หลังลดที่ 1,260 kW ยังสูงกว่าพื้นขั้นต่ำที่ 980 kW จึงยังไม่ชนพื้น ส่วนที่ลดได้ 140 kW จึงแปลงเป็นยอดบิลที่ลดลงเต็มจำนวน

พื้นขั้นต่ำจะเริ่มออกฤทธิ์ก็ต่อเมื่อลดได้ เกิน 30% เพราะ 30% ของ 1,400 kW คือ 420 kW ถ้าลดเกิน 420 kW ดีมานด์หลังลดจะต่ำกว่าพื้นขั้นต่ำที่ 980 kW และการลดเพิ่มหลังจากนั้นจะไม่ทำให้ยอดบิลลดลงอีก

ข้อสรุปเชิงปฏิบัติจากตรงนี้คือ การลดพีค 10-20% ซึ่งเป็นเป้าที่โรงงานส่วนใหญ่ตั้งไว้จริง จะไม่ถูกพื้นขั้นต่ำขวาง สิ่งที่ปรับปรุงได้กลายเป็นตัวเงินตรง ๆ ยิ่งกว่านั้น เพราะไม่ถูกสถิติของปีก่อนลากไว้แบบญี่ปุ่น ผลจึงปรากฏตั้งแต่เดือนถัดจากเดือนที่ปรับปรุง คนที่เคยเจอประสบการณ์แบบญี่ปุ่นที่ว่ากำลังไฟฟ้าตามสัญญาซึ่งพุ่งไปแล้วต้องรออีก 12 เดือนกว่าจะลดลง จะยิ่งรู้สึกว่าความเร็วนี้เกินคาด ประเทศไทยเป็นระบบที่การปรับปรุงดีมานด์ออกฤทธิ์เร็ว

อย่างไรก็ตาม มีกรณีที่ต้องคำนึงถึงพื้นขั้นต่ำอยู่เหมือนกัน เช่น ติดตั้งโซลาร์ขนาดใหญ่ หรือย้ายไลน์ผลิตหนึ่งไลน์ไปโรงงานอื่น กล่าวคือกรณีที่ ดีมานด์ลดลงเชิงโครงสร้างเกิน 30% กรณีแบบนี้ พื้นขั้นต่ำจะออกฤทธิ์ตลอด 12 เดือนหลังจากที่ดีมานด์ตกลง ทำให้ยอดบิลสูงกว่าความเป็นจริงต่อไปอีกระยะหนึ่ง ถ้าละเลย 12 เดือนนี้ในการคำนวณคืนทุน คุณจะประเมินผลของปีแรกสูงเกินไป

พีคอุบัติเหตุเพียง 15 นาที ครั้งเดียว คิดเป็น 167,492 บาท

พื้นขั้นต่ำทำงานในทิศทางกลับได้ด้วย และนี่คือประเด็นหลัก

สมมติโรงงานที่ปกติเดินเครื่องนิ่งอยู่ที่ 1,200 kW บันทึกค่า 1,800 kW เป็นเวลา 15 นาที เพียงครั้งเดียว สาเหตุจะเป็นอะไรก็ได้ เช่น สตาร์ทเครื่องหลายตัวพร้อมกัน ทดลองเดินเครื่อง เปิดชิลเลอร์กลับมาพร้อมกัน หรือวันแรกของการเดินไลน์ใหม่ ผลที่ตามมามีดังนี้

15 นาที เท่านั้น การตัดสินใจพลาดใน 15 นาที มีป้ายราคาติดอยู่ที่ 167,492 บาท และสิ่งที่เจ็บกว่าคือ ส่วนเพิ่มของอีก 11 เดือนที่ 87,734 บาท สูงกว่า ส่วนเพิ่มของเดือนที่เกิดเหตุที่ 79,758 บาท โรงงานที่เห็นบิลเดือนนั้นแล้วจบด้วยประโยคว่าเดือนนี้ค่าไฟแพงจัง จะจ่ายเงินเดือนละราว 7,976 บาท (60 kW × 132.93 = 7,975.8 บาทต่อเดือน) ไปเงียบ ๆ ตลอดหนึ่งปีถัดจากนั้น

การที่ขั้นต่ำอยู่ที่ 70% ถือเป็นเรื่องดีในยามปกติ แต่พอสร้างยอดพีคสูงขึ้นมาแล้วครั้งหนึ่ง 70% นั้นจะฝังตัวเป็นระดับต่ำสุดที่กดลงไม่ได้อีกตลอดหนึ่งปี มันเบากว่าการลากยาวเต็ม 100% แบบญี่ปุ่นก็จริง แต่ไม่ได้แปลว่าเบา

โครงสร้างนี้เชื่อมตรงไปยังการตัดสินใจลงทุนในหัวข้อถัดไป คุณค่าของการเฝ้าระวังดีมานด์ไม่ได้อยู่แค่การค่อย ๆ กดยอดลงทุกเดือน แต่อยู่ที่ การไม่ปล่อยให้เหตุการณ์ครั้งนี้เกิดขึ้นเลย

ค่าใช้จ่ายของระบบเฝ้าระวังพีคดีมานด์และการตัดพีค แบ่งเป็น 3 ชั้น

คำถามที่ว่าอุปกรณ์เฝ้าระวังพีคดีมานด์ราคาเท่าไร ไม่มีคำตอบเดียว เพราะขอบเขตของสิ่งที่จะทำ ทำให้ตัวเลขต่างกันคนละหลัก ในทางปฏิบัติ ถ้าแบ่งความคิดออกเป็น 3 ชั้น คุณจะเปรียบเทียบใบเสนอราคาได้

ชั้นที่ 1 มองเห็น ชั้นที่ 2 แยกแยะ ชั้นที่ 3 หยุด

ทั้งสามชั้นมีลักษณะต่างกัน

ชั้นที่ 1 เป็นสิ่งจำเป็น โรงงานที่ยังมองไม่เห็นค่าดีมานด์ 15 นาทีที่จุดรับไฟ ย่อมไม่รู้ตั้งแต่แรกว่ายอดพีคของตัวเองขึ้นตอนไหน การพิจารณาลงทุนด้านการอนุรักษ์พลังงานโดยไม่แตะตรงนี้ ก็เหมือนซื้ออุปกรณ์ลดน้ำหนักโดยไม่มีเครื่องชั่ง ค่าใช้จ่ายอยู่ที่ 120,000-250,000 บาท ถ้ามิเตอร์เดิมมีเอาต์พุตพัลส์หรือพอร์ตสื่อสาร Modbus อยู่แล้วจะอยู่ปลายล่างของช่วง แต่ถ้าต้องเปลี่ยนเครื่องวัดใหม่จะขยับไปปลายบน

ชั้นที่ 2 เป็นการลงทุนเพื่อหาสาเหตุ ถ้าดูแค่จุดรับไฟ คุณจะรู้แค่ว่าเดือนนี้ก็ 1,400 kW อีกแล้ว แต่ไม่รู้ว่า 1,400 kW นั้นประกอบด้วยอะไรบ้าง ต่อเมื่อวัดกำลังไฟฟ้าของแต่ละเครื่องแล้วแยกตามฟีดเดอร์ คุณจึงจะไปถึงข้อเท็จจริงที่จับต้องได้ เช่น ทุกเช้าวันอังคาร การไล่อุณหภูมิเตากับการสตาร์ทคอมเพรสเซอร์ 2 ตัว ทับกันพอดี การเลือกว่าจะวัดกำลังไฟฟ้าของเครื่องจักรตัวใดบ้างก็เป็นตัวกำหนดราคาในขั้นนี้ ช่วง 400,000-900,000 บาท ถูกกำหนดเกือบทั้งหมดจากจำนวนจุดวัด (10-20 จุด) ความยากของงานติดตั้ง CT และความเป็นไปได้ที่จะดับไฟตู้เพื่อทำงาน

ชั้นที่ 3 เป็นประกัน สถานะนี้จะถูกแปลงเป็นตัวเลขในหัวข้อถัดไป

การคืนทุน คนคุมเอง 2.69 ปี เทียบกับระบบอัตโนมัติ 3.58 ปี แล้วทำไมยังเลือกอัตโนมัติ

ใช้โรงงานตัวอย่างเดิม (12-24 kV ประเภทที่ 4 อัตรา TOU ดีมานด์สูงสุด 1,400 kW ต่อเดือน) เปรียบเทียบการคืนทุนของสองรูปแบบ

ที่ตั้งค่าลดได้จริงของชั้นที่ 1 ไว้ที่ 70 kW เพราะ ต้องรอให้คนได้รับสัญญาณเตือนแล้วไปหยุดเครื่อง จึงลดได้จริงเพียงครึ่งเดียวของระบบอัตโนมัติ เมื่อหน้าต่าง 15 นาที เหลือเวลาจากตอนเตือนถึงตอนสั่งหยุดราว 7 นาทีเท่านั้น สมมติฐานนี้จึงไม่ได้มองโลกในแง่ดีเกินไป

ผลลัพธ์กลับด้านกับสัญชาตญาณของคนส่วนใหญ่ ถ้าวัดด้วยระยะเวลาคืนทุน การให้คนคุมเอง (2.69 ปี) ชนะระบบอัตโนมัติ (3.58 ปี) เหตุผลก็ชัด ระบบอัตโนมัติใช้เงินลงทุนเริ่มต้นเพิ่มขึ้น 400,000 บาท (620,000 − 220,000) และค่าดำเนินการต่อปีเพิ่มอีก 20,000 บาท ในขณะที่ปริมาณที่ลดได้เพิ่มเป็นแค่สองเท่า

ถ้าดูเฉพาะส่วนเพิ่มจะยิ่งชัด

• ประหยัดสุทธิต่อปีส่วนเพิ่ม = 173,322 − 81,661 = 91,661 บาท
• เงินลงทุนส่วนเพิ่ม 400,000 บาท ÷ 91,661 บาท = ประมาณ 4.4 ปี

ถ้าหยิบเฉพาะเงิน 400,000 บาท ที่เพิ่มมาออกมาดู ระยะคืนทุนคือประมาณ 4.4 ปี ซึ่งอ่อนเกินไปสำหรับตัวเลขที่จะใช้ขออนุมัติงบ จุดนี้เองที่โรงงานจำนวนมากสรุปว่า เอาชั้นที่ 1 ไปก่อนแล้วดูสถานการณ์

ไม่ได้จะบอกว่าการตัดสินใจแบบนั้นผิด แต่ต้องบอกว่ากำลังเทียบกันคนละสนาม

สิ่งที่อยู่ในการคำนวณคืนทุนมีเพียงผลของการค่อย ๆ กดยอดลงทุกเดือนเท่านั้น ต้นทุนของพีคอุบัติเหตุครั้งเดียวที่ 167,492 บาท ซึ่งเห็นในหัวข้อก่อนหน้า ไม่ได้อยู่ในตารางนี้เลย อนึ่ง ตัวเลขพีคอุบัติเหตุคำนวณบนโรงงานที่ปกติอยู่ที่ 1,200 kW ซึ่งเงื่อนไขต่างจากโรงงานตัวอย่างในตารางด้านบน (ดีมานด์สูงสุด 1,400 kW ต่อเดือน) จึงอย่านำจำนวนเงินไปบวกกันตรง ๆ ให้อ่านเป็นระดับขนาดของตัวเลข และโดยนิยามแล้ว พีคอุบัติเหตุเกิดขึ้นตอนที่คนรับมือไม่ทัน สิ่งที่การให้คนคุมเองในชั้นที่ 1 ป้องกันได้คือยอดพีคที่คาดการณ์ล่วงหน้าได้ ไม่ใช่การสตาร์ทพร้อมกันแบบที่ไม่มีใครคาดคิด

ลองคิดบนกรอบประเมิน 5 ปี ถ้าในช่วงนี้เกิดพีคอุบัติเหตุ 3 ครั้ง ต้นทุนคือ 167,492 × 3 = 502,476 บาท ซึ่งสูงกว่าเงินลงทุนส่วนเพิ่มของระบบอัตโนมัติที่ 400,000 บาท (ถ้ารวมค่าดำเนินการส่วนเพิ่ม 20,000 บาทต่อปี เป็นเวลา 5 ปี ก็ราว 500,000 บาท) แต่ถ้าเกิด 2 ครั้ง ก็จะต่ำกว่า

สรุปแล้วการตัดสินใจย่อลงเหลือคำถามเดียว โรงงานของเราเกิดพีค 15 นาที ที่ไม่ได้คาดคิด กี่ครั้งใน 5 ปี

วัตถุดิบสำหรับตอบคำถามนี้ได้มาจากการติดตั้งชั้นที่ 1 นั่นเอง ถ้าบันทึกดีมานด์ 15 นาทีที่จุดรับไฟไว้ครึ่งปีถึงหนึ่งปี ข้อมูลจริงจะบอกทั้งจำนวนครั้งที่เกือบเกินค่าที่ตั้งไว้แต่คนไปหยุดทัน และจำนวนครั้งที่เกินไปโดยไม่มีใครรู้ตัว ลำดับการเดินหน้าที่เป็นไปได้จริงจึงเป็นดังนี้

1. ติดตั้งชั้นที่ 1 ก่อน เพื่อวัดความถี่และสาเหตุของยอดพีคจริง (คืนทุน 2.69 ปี ซึ่งคุ้มค่าในตัวเองอยู่แล้ว)
2. ใช้ข้อมูลวัดจริง 6-12 เดือน ยืนยันความถี่ของการเกิดพีคอุบัติเหตุ
3. ถ้าความถี่อยู่ในระดับ 3 ครั้งขึ้นไปใน 5 ปี ให้เดินหน้าไปชั้นที่ 3 ถ้าต่ำกว่านั้น ให้ขัดเกลาการปฏิบัติงานของชั้นที่ 1 ต่อไป

ถ้าพยายามหาเหตุผลให้ระบบอัตโนมัติด้วยระยะเวลาคืนทุน งบจะไม่ผ่าน ให้เสนอในฐานะประกันแทน ส่วนคำถามว่าเบี้ยประกันสมเหตุสมผลหรือไม่ ข้อมูลวัดจริงจากชั้นที่ 1 จะเป็นผู้ตอบ

จะหยุดอะไรก่อน – การออกแบบลำดับความสำคัญของโหลด

ต่อให้ติดตั้งอุปกรณ์แล้ว ถ้ายังไม่กำหนดว่าจะหยุดอะไร ก็จบลงแค่มีเสียงเตือนดัง เรื่องนี้ไม่ใช่ปัญหาทางเทคนิค แต่เป็นปัญหาของการสร้างข้อตกลงร่วมกับฝ่ายผลิต

โหลดที่หยุดได้ และโหลดที่ห้ามหยุด

เกณฑ์ตัดสินคือ เมื่อหยุดแล้ว อะไรจะกลับสู่สภาพเดิมได้ภายในเวลาเท่าไร

การจัดทำตารางนี้คือหัวใจของโครงการ ตั้งแต่ขั้นออกแบบ ต้องกันโหลดที่ห้ามหยุดโดยเด็ดขาดออกจากขอบเขตด้วยอินเตอร์ล็อกทางฮาร์ดแวร์ ถ้าหวังจะป้องกันด้วยค่าตั้งในซอฟต์แวร์อย่างเดียว สักวันจะมีใครสักคนเข้าไปแก้ค่านั้น

แถวที่กวาดปริมาณลดได้ง่ายที่สุดคือแถวเลื่อนเวลาได้ ห่างจากแถวอื่นแบบทิ้งขาด เครื่องชาร์จรถโฟล์คลิฟท์มีจำนวนมาก กำลังไฟฟ้าต่อเครื่องก็ไม่น้อย และการเลื่อนช่วงเวลาชาร์จแทบไม่กระทบงาน ทั้งที่เป็นแบบนั้น โรงงานจำนวนมากกลับใช้วิธีเสียบชาร์จพร้อมกันทุกคันตอนเลิกกะ ในมุมของดีมานด์นี่คือการออกแบบที่แย่ที่สุด แค่กระจายเวลาเริ่มชาร์จออกไปตามจำนวนคัน ยอดพีคก็ลดลงโดยไม่ต้องลงทุนเลย

คอมเพรสเซอร์ก็ได้ผลไม่แพ้กัน แต่ฝั่งนี้มีเงื่อนไขอยู่ โรงงานที่ปล่อยให้ลมรั่วโดยไม่แก้ไข ถ้าหยุดคอมเพรสเซอร์ ความดันจะตกทันทีและการผลิตจะหยุด การแก้ปัญหาลมรั่วมักถูกพูดถึงในฐานะมาตรการอนุรักษ์พลังงาน แต่ในมุมของการควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้า มันคืองานที่ต้องทำก่อนเพื่อสร้างสภาพที่หยุดคอมเพรสเซอร์ได้ รายละเอียดอ่านได้ที่การตรวจจับและแก้ไขลมรั่วของคอมเพรสเซอร์

การออกแบบการปฏิบัติงานในหน้างานไทย (ภาษาของสัญญาณเตือน การเปลี่ยนกะ ตรุษจีนและสงกรานต์)

ต่อให้ตรรกะการควบคุมถูกต้อง ถ้าการปฏิบัติงานหน้างานไม่เดิน ยอดพีคก็ไม่ลดลง ต่อไปนี้คือจุดที่โรงงานในไทยต้องออกแบบเป็นพิเศษ

ภาษาและวิธีสื่อสารของสัญญาณเตือน ระบบที่แจ้งเตือนดีมานด์เป็นภาษาญี่ปุ่นเท่านั้น หรือแจ้งเป็นตัวย่อภาษาอังกฤษเท่านั้น จะส่งไม่ถึงคนที่ต้องลงมือจริง สัญญาณเตือนต้องออกมาเป็นภาษาไทย และต้องระบุชื่อสิ่งที่ต้องหยุดให้ชัด ไม่ใช่ข้อความว่าดีมานด์เกินกำหนด แต่ต้องเป็นข้อความว่ากรุณาหยุดเครื่องปรับอากาศคลังสินค้าที่ 2 การไม่โยนการตัดสินใจไปให้หน้างานคือเงื่อนไขที่จะทำให้คนขยับได้ทันภายในเวลา 7 นาที ที่มีอยู่

ช่วงเวลาเปลี่ยนกะ ก่อนและหลังเปลี่ยนกะคือช่วงที่เครื่องของกะเดิมยังเดินอยู่ ขณะที่เครื่องของกะใหม่กำลังเริ่มเดิน จึงเป็นช่วงที่ยอดพีคขึ้นง่ายเชิงโครงสร้าง แถมความสนใจของคนยังกระจายไปกับการส่งมอบงาน หน้าต่าง 15 นาที ที่คร่อมเวลาเปลี่ยนกะจึงคุ้มค่าพอที่จะแยกตั้งค่าเฝ้าระวังเป็นช่วงเวลาเฝ้าระวังพิเศษ

การกลับมาพร้อมกันหลังพักเที่ยง ถ้าเครื่องปรับอากาศและเครื่องจักรกลับมาเดินพร้อมกันหลังพัก ยอดพีคจะกระจุกอยู่ใน 15 นาทีนั้น การจัดให้แต่ละพื้นที่กลับมาเดินเหลื่อมกันสักไม่กี่นาที เป็นมาตรการที่ไม่มีค่าใช้จ่ายและได้ผลแน่นอน

หลังวันหยุดยาว หลังสงกรานต์ (เดือนเมษายน) ตรุษจีน และวันหยุดยาวช่วงปีใหม่ เครื่องจักรที่หยุดนิ่งไว้จะกลับมาเดินพร้อมกันทั้งหมด ถ้าชิลเลอร์ เตา และเครื่องปรับอากาศสตาร์ทพร้อมกัน จะเกิดยอดพีคที่ไม่มีทางเกิดขึ้นในการเดินเครื่องปกติ ตรงนี้มีความย้อนแย้งอยู่ว่า ช่วงที่เกิดพีคอุบัติเหตุได้ง่ายที่สุด คือเช้าของวันที่มีการผลิตน้อยที่สุด ให้ระบุลำดับการสตาร์ทและระยะเวลาเว้นช่วงไว้ในคู่มือการเริ่มเดินเครื่องหลังวันหยุดยาว ถ้าไม่เขียนไว้ในคู่มือ ทุกอย่างจะถูกเปิดพร้อมกันแน่นอน

การเปลี่ยนตัวผู้รับผิดชอบ อย่าปล่อยให้การจัดการดีมานด์ขึ้นอยู่กับสัญชาตญาณของคนคนเดียว ให้จัดทำเอกสารระบุค่าที่ตั้งไว้ ลำดับการหยุด และผู้ที่ต้องติดต่อ แล้วติดประกาศไว้ทุกกะ การออกแบบบนสมมติฐานว่าหน้างานการผลิตในไทยมีการหมุนเวียนคนเร็วกว่าญี่ปุ่น จะทำให้ระบบอยู่ได้ยาวกว่าในระยะยาว

แนวทางการนำไปใช้ (แผน 90 วัน)

นี่คือลำดับมาตรฐาน 90 วัน สำหรับการเดินหน้าอย่างมั่นคงภายใต้งบประมาณที่จำกัด

จุดสำคัญของลำดับนี้คือ ต้องลงมือทำมาตรการที่ไม่ต้องลงทุนในวันที่ 61-75 ให้ได้ก่อนเสมอ ถ้าตัวเลขขยับตรงนี้ การขออนุมัติงบสำหรับชั้นที่ 2 และชั้นที่ 3 จะมีผลงานจริงของโรงงานตัวเองมาประกอบ ถ้าตัวเลขไม่ขยับ ก็แปลว่าสาเหตุที่เห็นจากชั้นที่ 1 ยังไม่ถูกต้อง จึงยังไม่ต้องเดินหน้าลงทุนเพิ่ม

นอกจากนี้ การวิเคราะห์บิลในวันที่ 1-15 ทำเองภายในองค์กรได้โดยไม่ต้องจ้างภายนอก สองสัปดาห์แรกจึงเป็นขั้นตอนที่ไม่มีค่าใช้จ่าย แต่ให้ปริมาณข้อมูลมากที่สุด ถ้าข้ามตรงนี้ไปเริ่มขอใบเสนอราคาเลย คุณจะต้องเปรียบเทียบราคาทั้งที่ยังไม่รู้ว่าควรซื้ออะไร

คำถามที่พบบ่อย

การควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้าคืออะไร?

คือกลไกที่เฝ้าระวังการใช้ไฟฟ้าและจำกัดโหลดเมื่อจำเป็น เพื่อไม่ให้กำลังไฟฟ้าเฉลี่ยในกรอบเวลาหนึ่งเกินค่าที่ตั้งไว้ ในประเทศไทย สิ่งที่ถูกนำมาคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าคือ ค่าสูงสุดรายเดือนของค่าเฉลี่ย 15 นาที เป้าหมายจึงเป็นการกดยอดพีคสูงสุดที่ขึ้นเพียงครั้งเดียวในเดือนนั้นให้ต่ำลง เรื่องนี้มีทั้งเป้าหมายและวิธีการต่างจากการลดหน่วยไฟฟ้า (kWh) และเป็นไปได้ที่จะลดเฉพาะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าโดยไม่ลดกำลังการผลิต ค่าความต้องการพลังไฟฟ้ากินสัดส่วนของยอดบิลโรงงานโดยทั่วไปที่ 20-30%

ระบบเฝ้าระวังพีคดีมานด์มีค่าใช้จ่ายเท่าไร?

แบ่งเป็น 3 ชั้นตามขอบเขตที่จะทำ ประมาณการคือ ชั้นที่ 1 (มองเห็น) 120,000-250,000 บาท สำหรับการเฝ้าระวังจุดรับไฟและแจ้งเตือนอย่างเดียว ชั้นที่ 2 (แยกแยะ) 400,000-900,000 บาท สำหรับการวัดฟีดเดอร์หลัก 10-20 จุด แยกรายจุด และ ชั้นที่ 3 (หยุด) เพิ่มอีก 300,000-800,000 บาท สำหรับการหยุดโหลดอัตโนมัติเมื่อเข้าใกล้ค่าที่ตั้งไว้ สำหรับโรงงานตัวอย่างที่รับไฟ 12-24 kV และมีดีมานด์สูงสุด 1,400 kW ต่อเดือน ผลคำนวณคือ ชั้นที่ 1 อย่างเดียว (เริ่มต้น 220,000 บาท ค่าดำเนินการปีละ 30,000 บาท ลดได้จริง 70 kW) คืนทุนอย่างง่าย 2.69 ปี ส่วนชั้นที่ 1 บวกชั้นที่ 3 (เริ่มต้น 620,000 บาท ค่าดำเนินการปีละ 50,000 บาท ลดได้จริง 140 kW) คืนทุน 3.58 ปี

จะลดกำลังไฟฟ้าตามสัญญาได้อย่างไร?

ต้องตั้งต้นก่อนว่า ประเทศไทยไม่มีกำลังไฟฟ้าตามสัญญาที่ลากยาว 12 เดือน แบบระบบวัดจริงของญี่ปุ่น สิ่งที่ถูกนำมาคิดเงินคือ ค่าดีมานด์เฉลี่ย 15 นาที ที่สูงสุดของแต่ละเดือน ซึ่งรีเซ็ตทุกเดือน วิธีลดจึงไม่ใช่ขั้นตอนการเปลี่ยนสัญญา แต่คือการเดินเครื่องแบบไม่สร้างยอดพีค รูปธรรมเรียงตามลำดับคือ (1) วัดดีมานด์ 15 นาทีที่จุดรับไฟ (2) ระบุเวลาที่ยอดพีคขึ้นและเครื่องจักรต้นเหตุ (3) กระจายโหลดที่เลื่อนเวลาได้ เช่น เครื่องชาร์จ งานแบตช์ และการอุ่นเครื่องล่วงหน้า (4) กำหนดโหลดที่หยุดได้แล้วตัดโหลดด้วยระบบอัตโนมัติหรือด้วยคน อย่างไรก็ตาม เพราะยังมี ขั้นต่ำที่ 70% ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงที่สุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา ค้างอยู่ ในช่วง 12 เดือน ถัดจากการลดครั้งใหญ่ที่เกิน 30% ผลที่ได้จะถูกหักออกไปเท่ากับส่วนของพื้นขั้นต่ำนั้น

Peak Cut กับ Peak Shift ต่างกันอย่างไร?

Peak Cut คือการหยุดโหลดในช่วงเวลาที่ยอดพีคขึ้น เพื่อลดความต้องการลงจริง เช่น ปิดเครื่องปรับอากาศ หยุดการชาร์จ ส่วน Peak Shift คือการย้ายความต้องการไปช่วงเวลาอื่นโดยไม่ได้ทำให้มันหายไป เช่น ชาร์จแบตเตอรี่ตอนกลางคืนแล้วจ่ายไฟออกตอนพีคกลางวัน หรือย้ายงานแบบแบตช์ไปทำตอนดึก ผลลัพธ์ในแง่การลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเหมือนกัน แต่ Peak Cut ต้องยอมเสียการผลิตหรือความสบายไปบางส่วน ขณะที่ Peak Shift ต้องใช้เงินลงทุนเครื่องจักรหรือการเปลี่ยนวิธีเดินเครื่อง สำหรับโรงงานที่เลือกอัตรา TOD คุณค่าของ Peak Shift จะสูงเป็นพิเศษ เพราะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าช่วง Off Peak เท่ากับ 0

เรื่อง Peak Shift ด้วยแบตเตอรี่ (BESS) ต้องระวังการตั้งความคาดหวัง BESS แบบ LFP สำหรับอุตสาหกรรม รวม PCS BMS และงานติดตั้ง อยู่ที่ราว 180-580 ดอลลาร์สหรัฐต่อ kWh ในระดับโลก และในไทยมักไปลงเอยที่ครึ่งบนของช่วงเพราะรวมค่านำเข้าและค่าติดตั้ง คิดอย่างง่ายที่ 2 MWh จะได้ 360,000-1,160,000 ดอลลาร์สหรัฐ (180-580 × 2,000 kWh) แบตเตอรี่ LFP มีอายุการใช้งานเกิน 4,000-6,000 รอบการชาร์จ-คายประจุ ประสิทธิภาพไป-กลับ (round-trip) 85-90% และอายุใช้งาน 10-15 ปี

ปัญหาอยู่ที่ฝั่งรายได้ ส่วนต่างราคาค่าพลังงานไฟฟ้าระหว่างช่วง On Peak กับ Off Peak ของภาคอุตสาหกรรมไทยมีเพียง ประมาณ 1.5-1.7 บาทต่อ kWh (ค่าพลังงานไฟฟ้าอัตรา TOU ของ กฟน. ประเภทที่ 4 ระดับ 69 kV ขึ้นไป อยู่ที่ช่วง On Peak 4.1025 และช่วง Off Peak 2.5849 บาทต่อ kWh ส่วนต่างคือ 1.5176 บาทต่อ kWh) ส่วนต่างเท่านี้ไม่สามารถคืนทุนค่าแบตเตอรี่ได้ ต้องเอาการลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า การใช้ไฟส่วนเกินจากโซลาร์ที่มีอยู่เดิม และมูลค่าของการสำรองไฟตอนไฟดับ มาซ้อนรวมกัน จึงจะเริ่มขึ้นเวทีพิจารณาได้ กรณีศึกษาที่ระบบ 1 MW และ 2 MWh คืนทุนใน 3.5 ปี มีอยู่จริง แต่นั่นเป็นกรณีในต่างประเทศที่วางซ้อนรายได้ได้ทั้ง Peak Shift 40-50% และบริการควบคุมความถี่อีก 20-30% จึงนำมาใช้กับโรงงานทั่วไปในไทยตรง ๆ ไม่ได้ เพราะไม่แน่เสมอไปว่าโรงงานในไทยจะหารายได้จากบริการระบบไฟฟ้าอย่างการควบคุมความถี่ได้ ถ้าจะพิจารณา BESS ให้เริ่มจากการยืนยันมูลค่าการลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าของโรงงานตัวเองก่อน (ซึ่งดังที่กล่าวไปแล้วว่าต่างกันได้ถึง 2.83 เท่า ตามระดับแรงดันที่รับไฟ) แล้วจึงค่อยซ้อนมูลค่าอื่นเพิ่ม

ติดตั้งโซลาร์แล้วความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดจะลดลงไหม?

ลดลงได้ในบางกรณี แต่ ไม่มีอะไรรับประกัน ด้วยเหตุผลสามข้อ

ข้อแรก ดีมานด์ถูกกำหนดด้วย 15 นาที เพียงครั้งเดียวในเดือน ถ้า 15 นาทีนั้นมีเมฆบัง กำลังผลิตไฟฟ้าจะตกและดีมานด์ก็ไม่ลด การที่ผลผลิตไฟฟ้ารายปีสูง กับการที่บังเอิญผลิตไฟได้ใน 15 นาทีนั้น เป็นคนละเรื่องกัน

ข้อสอง ช่วงเวลาที่ยอดพีคขึ้นกับช่วงเวลาที่ผลิตไฟฟ้าได้ ไม่จำเป็นต้องตรงกัน สำหรับโรงงานที่ยอดพีคขึ้นตอนเย็นหรือกลางคืน โซลาร์แทบไม่มีส่วนช่วยลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเลย และเพราะช่วง On Peak ของอัตรา TOD คือ 18:30-21:30 การผลิตไฟฟ้าในช่วงเวลานี้จึงแทบเป็นศูนย์

ข้อสาม คือพื้นขั้นต่ำ 70% ที่กล่าวไปแล้ว ถ้าโซลาร์ทำให้ดีมานด์ลดลงเชิงโครงสร้างเกิน 30% พื้นขั้นต่ำจะออกฤทธิ์ต่อไปอีก 12 เดือน

ดังนั้น เวลาคำนวณการคืนทุนของโซลาร์ การลงบัญชีการลดค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเป็นรายได้ที่แน่นอนถือว่าอันตราย การลดค่าพลังงานไฟฟ้านั้นลงบัญชีได้ แต่การลดดีมานด์ควรตั้งไว้อย่างระมัดระวัง โดยดูว่าถ้าการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าคาดจะตกลงไปถึงระดับใด ในทางกลับกัน ถ้าออกแบบร่วมกับแบตเตอรี่ให้จ่ายไฟออกในช่วงพีคได้อย่างแน่นอน ก็จะนำการลดดีมานด์มาใช้เป็นค่าตามแผนได้ เรื่องการเทียบข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจริงกับบิลค่าไฟ เราสรุปไว้ที่การเฝ้าระวังระบบโซลาร์ของโรงงาน

สรุป

ประเด็นที่ต้องจับให้ได้เรื่องการควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้าในโรงงานที่ประเทศไทย มีดังนี้

1. หน้าต่างการวัดคือ 15 นาที ไม่ใช่ 30 นาที แบบญี่ปุ่น ถ้าใส่โหลด 300 kW เป็นเวลา 10 นาที บนฐาน 1,200 kW หน้าต่าง 15 นาที จะบันทึก 1,400 kW ส่วนหน้าต่าง 30 นาที จะบันทึก 1,300 kW เดินเครื่องแบบเดียวกันแต่ต่างกัน 100 kW ซึ่งเท่ากับ 13,293 บาทต่อเดือน ถ้ารับไฟที่ 12-24 kV
2. เวลาที่เหลือให้แก้ไขก็เหลือครึ่งเดียว ตรรกะการเตือนแบบคาดการณ์ค่าเมื่อสิ้นสุดหน้าต่างตามสเปกญี่ปุ่นทำงานไม่ทันในหน้าต่าง 15 นาที ต้องออกแบบใหม่ทั้งสามข้อ คือการซิงค์หน้าต่าง การเตือนให้เร็วขึ้น และการตัดโหลดอัตโนมัติ
3. มูลค่าของผลลัพธ์ต่างกันถึง 2.83 เท่า ตามระดับแรงดันที่รับไฟ การลด 140 kW เท่ากัน ให้ผลปีละ 124,555 บาท ที่ 69 kV ขึ้นไป ปีละ 223,322 บาท ที่ 12-24 kV และปีละ 352,800 บาท ที่ต่ำกว่า 12 kV ตรวจระดับแรงดันก่อนตัดสินใจลงทุน
4. อัตรา TOU กับอัตรา TOD สลับกันได้ตามสัดส่วนการเดินเครื่องกลางคืน ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าช่วง On Peak ของ TOD (18:30-21:30) สูงถึง 285.05 บาทต่อ kW ที่ 12-24 kV แต่ช่วง Off Peak เท่ากับ 0 ให้เอาข้อมูลวัดจริงไปใส่ในตารางอัตราทั้งสองแบบแล้วเทียบกันเป็นตัวเงิน
5. ค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์อยู่ในบิลใบเดียวกัน ส่วนของความต้องการพลังไฟฟ้ารีแอกทีฟล้าหลังเฉลี่ยใน 15 นาทีที่สูงสุด ที่เกิน 61.97% ของความต้องการพลังไฟฟ้าแอกทีฟเฉลี่ยใน 15 นาทีที่สูงสุด (เทียบเท่าเพาเวอร์แฟกเตอร์ 0.85) ถูกคิด 56.07 บาทต่อ kVAR ถ้าพลังไฟฟ้าแอกทีฟ 1,400 kW เส้นที่เริ่มถูกคิดเงินคือ 867.58 kVAR
6. พื้นขั้นต่ำ 70% ไม่ขวางการปรับปรุง แต่ออกฤทธิ์กับอุบัติเหตุ โรงงาน 1,400 kW ที่ลด 10% (140 kW) ยังไม่ชนพื้นขั้นต่ำที่ 980 kW จึงได้ผลเต็มปีละ 223,322 บาท พื้นขั้นต่ำจะเริ่มออกฤทธิ์เมื่อลดเกิน 30% (เกิน 420 kW)
7. พีคอุบัติเหตุครั้งเดียวเท่ากับ 167,492 บาท โรงงานที่ปกติอยู่ที่ 1,200 kW ถ้าสร้าง 1,800 kW ขึ้นมา 15 นาที เพียงครั้งเดียว จะเสียเพิ่ม 79,758 บาท ในเดือนที่เกิดเหตุ และอีก 87,734 บาท ในอีก 11 เดือน โครงสร้างนี้ทำให้ผลค้างหนักกว่าตัวเหตุการณ์เอง
8. ระบบอัตโนมัติแพ้ถ้าวัดด้วยระยะเวลาคืนทุน ชั้นที่ 1 อย่างเดียวคืนทุน 2.69 ปี เทียบกับชั้นที่ 1 บวกชั้นที่ 3 ที่ 3.58 ปี ถ้าดูเฉพาะส่วนเพิ่มคือประมาณ 4.4 ปี ให้เสนอระบบอัตโนมัติในฐานะประกัน โดยใช้ความถี่ของพีคอุบัติเหตุที่ได้จากการเดินชั้นที่ 1 นาน 6-12 เดือน เป็นข้อมูลตัดสิน

สิ่งที่ต้องทำเป็นอันดับแรกไม่ใช่การลงทุน แต่คือ การเรียงบิลค่าไฟย้อนหลัง 12 เดือน แล้วสรุปให้ได้ว่าเป็นผู้ใช้ไฟประเภทใด รับไฟที่แรงดันเท่าไร ดีมานด์สูงสุดรายเดือนเป็นเท่าไร และมีค่าเพาเวอร์แฟกเตอร์หรือไม่ งานสองสัปดาห์นี้ไม่มีค่าใช้จ่าย และเป็นฐานของทุกการตัดสินใจหลังจากนั้น

ในการพิจารณาเรื่องการควบคุมความต้องการพลังไฟฟ้า คำถามอย่างบิลของเราคำนวณจากตารางอัตราใด ระดับแรงดันที่รับไฟทำให้การลงทุนคุ้มหรือไม่ อัตรา TOU กับอัตรา TOD แบบไหนเหมาะกับการเดินเครื่องของเรา เป็นเรื่องที่ตัดสินใจไม่ได้ในขั้นนี้กันเป็นปกติ TOMAS TECH ให้บริการตั้งแต่การจัดระเบียบสถานการณ์ปัจจุบันจากบิลค่าไฟและรูปแบบการเดินเครื่อง ไปจนถึงการติดตั้งระบบวัดของชั้นที่ 1 และระบบควบคุมอัตโนมัติของชั้นที่ 3 ยังไม่ตัดสินใจติดตั้งแล้วอยากปรึกษาในขั้นศึกษาข้อมูลก็ยินดี ติดต่อเราได้ที่แบบฟอร์มติดต่อ

แหล่งอ้างอิง

1. MEA: ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่
2. PEA: Latest Ft
3. BOI: Utility Costs
4. EGAT: อัตราค่าไฟฟ้า
5. CapSolar: What Is Demand Charge?
6. CapSolar: Thailand Electricity Price 2026
7. CapSolar: Factory BESS TOU Arbitrage Payback (Thailand 2026)
8. J-Net21: ความสัมพันธ์ระหว่างกำลังไฟฟ้าตามสัญญากับค่าดีมานด์เฉลี่ย 30 นาที (ภาษาญี่ปุ่น)
9. Kansai Electric Power: กำลังไฟฟ้าตามสัญญาคืออะไร (ภาษาญี่ปุ่น)